长庆油田姬塬长8油藏增注工艺技术研究-论文.pdf

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石油地质与工程2013年3月PETROLEUMGEOLOGYANDENGINEERING第27卷第2期文章编号：1673—8217(2013)02—0108—04长庆油田姬塬长8油藏增注工艺技术研究DG9lII．。任志鹏，王小琳。，李欢，谢珍，胡志杰，刘学刚(1．中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，陕西西安710018；2．低渗透油气田勘探开发国家工程实验室)u&鲫∞∞摘要：长庆姬塬油田是典型的特低渗透油田，为了解决其注水压力高、注水困难、甚至注不进等问题，对其储层岩石矿物组分、粘土矿物类型及其含量、孔隙结构特征、储层敏感性、油层润湿性、地层水与注入水的化学特征及配伍性和水质情况进行了室内分析和评价。结果表明：储层致密、孔喉细微及油层弱亲油性是注水井压力高的主要原因。此外，储层中等程度的敏感性和注入水与地层水的不配伍产生的BaSO和CaCO。垢，尤其是BaSO垢高值区达到了2400mg／L，加剧了储层的伤害。对注水井的不同改造措施效果进行作了分析，得出不加砂酸压和复合酸化工艺最有效，同时清防垢技术能有效地保护地层并延长措施的有效期。关键词：姬塬油田长8油藏；注水压力；地层敏感性；不加砂酸压中图分类号：TE357．6文献标识码：A姬塬油田含油层系涉及侏罗系和三叠系的10姬塬油田长8油藏的储层物性、敏感性、地层水与注个层系。其中，长8油藏为主力开发油藏，渗透率在入水的配伍性等研究分析，以解决姬塬油田长8储O．68×10m，孑L隙度为10．0左右，为典型特低层的注水欠注问题。妻好。筌1长8油藏注水压力高原因分析，但目前长8油藏部分区块存在不同程度的注水一”一一～、一。压力高，甚至注不进等现象，达不到地质配注要求，1．1姬塬油田长8储层特征研究影响了油田的正常生产。通过对姬塬油田43口井的长8储层岩石样品据统计，姬塬油田长8油藏目前平均单井日注的渗透率、孔隙度、孔隙喉道半径等物性特征测试统22．3rn3，配注合格率93．4，平均注水压力是15．6计(表1)，平均渗透率仅为0．675×10p．m，孔隙MPa。经增注丁艺改造，姬塬油田长8油藏仍有欠度为10．08，平均喉道中值半径仅为0．136m。注井，最高单井注水压力达到25．5MPa。为此，对储层致密、渗流能力差，是造成油田投注初期注水压表1姬塬油Itt长8储层孔隙结构数据井号孔隙度／渗透率／1Om分选系数变异系数中值半径／m退汞效率／均值力普遍偏高的主要原因之一。1可以看出约41的样品面孔率不足1，近501．2长8储层孔隙类型和面孔率特征的样品面孔率在1％～4之间，面孔率大于4的姬塬油田长8储层主要以长石岩屑砂岩为主，样品仅占10。表明砂岩的晶间孔不发育，储层的铸体薄片表明，砂岩的孑L隙类型以微孑L隙为主。四个区块的近30口井的资料统计结果见表2，其中可收稿日期：2o12—12—11；改回日期：2013O1—04作者简介：任志鹏，工程师，1981年生，2009年毕业于北京化T见孔主要有粒问孑L、长石溶孔、岩屑溶孔、晶间孔及大学化学工程与技术专业，在读硕士生，研究方向为油田注水及微裂缝，而12口井的近40块样品无可见孔。从图油田化学。 任志鹏等．长庆油田姬塬长8油藏增注工艺技术研究·109·砷∞∞0砂岩本身属于致密性砂岩，这些应该是导致该地区注水困难、高压欠注的主要原因。冰1．3长庆姬塬油田地层敏感性分析镁～一一一大量研究表明]，鄂尔多斯整个盆地延长组层格敏感性伤害程度普遍不是很高，有65左右的样品为无或弱敏感，有3O的样品为中等敏感，仅有极<1≥1<2≥2一<3≥3～<4≥4面孔率区间，％少量的样品具较强敏感性。图1长8储层砂岩面孔率分布频率姬塬油田延长组长8储层样品敏感性分析结果表2姬塬地区长8储集砂岩面孔率及子L隙类型统计结果井区面孔率／Ao主要孔隙类型／粒问孔长石溶孔岩屑溶孔浊沸石溶孔晶间孔微裂缝0．6O．10．5O．Oo．oo．oo．o1．9o．71．1o．1o．oo．oO．13．52．31．O0．1o．oo．oo．12．41．61．OO．OO．0o．oo．o表明(表3)，姬塬长8储层的敏感性主要以弱伤害均质性强，孑L喉细微，因此，不可以忽视各种伤害因程度为主，少量样品出现中等偏弱伤害程度，个别样素的叠加。特别是对注水压力快速升高的注水区域品是中等偏强以上伤害程度。姬塬油田长8储层非和常规酸化无效的区域影响较大。表3姬塬油田长8储层敏感tl生实验统计1．4储层润湿性分析在油田的注水开发过程中，为了最大限度的减从相渗曲线看(图2)，两相流区间大，随着含水轻对储层的损害，对注入水的水质有严格的要求。饱和度的增加，水相相对渗透率增加缓慢。等渗点根据《碎屑岩油藏注入水水质推荐标准SY／T一的含水饱和度小于50，且束缚水的含水饱和度小5329—94》，对姬塬油田的I和Ⅱ注水站从水源井一于15，因此，得出姬塬油田长8储层润湿性为弱净水罐一注水泵房一注水井整个流程进行现场监亲油-4]。在这种情况下，岩石孔道的毛管压力与测，分别检测其中的铁含量、溶解氧、机杂和细菌等注水的驱动压力相反，岩石孔道的毛管力成为水驱项目(图3、图4)。监测结果表明，这个地区水源井油的阻力。为了克服阻力，必须施加更高的注水压洛河层水源正常情况下不含溶解氧，机杂在1mg／L力才能保证注入水进入亲油的孔隙和喉道。左右，含铁在0．1～0．4mg／L之间，是比较理想的注入水水源。可是从源水罐以后的注水系统均存在密闭效果不好，有暴氧的现象，水中溶解氧含量升高，这势必导致好氧菌硫酸盐还原菌SRB的大量滋生，从而使得系统腐蚀增强，水中铁含量增加，机杂含量升高。注水井井口水质的数据表明，注入水水质整体较差，机杂、铁含量明显超出水质标准要求，5．015．025．035．045．O55．065．0含水饱和度，％固体颗粒的粒径也变大。图2姬塬油田地193—37井相渗曲线1．6注入水与地层水的配伍性姬塬油田长8地层水中富含Ca抖、Mg、Ba1．5注入水水质分析等成垢离子，水型为CaC1。。由于该储层非均质性 ·11O·石油地质与lT程2013年第2期一T1)／薯如强，水动力条件较弱，在一定程度上存在矿化度和特高，达不到配注，对于这类欠注井，可以通过酸化工505=2050征离子含量的差异。Ba。。‘离子浓度的差异性较大，艺同时配合清防垢技术，可以达到增注的目的，同时Ba离子浓度在300～2400mg／L范围，主体分布达到延长增注措施的有效期。含量在2000mg／I。姬塬油田长8油藏现场酸化解堵工艺效果表明，该工艺降压增注效果明显。酸化现场施工_T艺采用四段塞式连续注入的方式。第一个段塞增加酸．-．液处理半径，溶解层内孔隙堵塞物；第二个段塞解除井底无机堵塞(硫化铁、氧化铁、碳酸钙、泥质等)；第栩抽三个段塞解除井底有机堵塞，同时清洗杀菌；第四个段塞顶替推进主处理液，清洗已处理储层、保护稳定水源井原水罐注水泵注水井储层。图3姬塬油田长8I注水站水质情况室内研究及矿场应用表明，清防垢技术可降低注水压力，达到增注的目的，保持低渗储层渗流能力。姬塬油田长8储层注入水和地层水不配伍，容易形成BaSO垢和CaCO。垢。防垢剂挤入地层后，随着地层流体的热力学、动力学和介质条件的改变，防垢剂阻碍了诸如Ba，Ca，St)等易成垢离子的结合。室内研究表明防垢剂PBTCA对gaS()和CaCO。有很高的防垢率。2．2酸压增注水漂井原水簟注水泵注水井通过分析，姬塬长8油藏正常注水效果不好的图4姬塬油田长8Ⅱ注水站水质数据原因是长8储层致密、非均质性强、喉道半径细小。表4姬塬油田长8油藏注入水与地层水配伍性对于注水井在投注后即达不到配注要求，可以借鉴对油井储层改造的工艺模式，开展爆燃压裂、加砂压裂、不加砂酸压等压裂改造_[艺试验。加大储层的改造力度，控制压裂规模，以压开近井地带、沟通地层裂缝，扩大渗流面积。根据室内实验及矿场应用表明，不加砂的酸压工艺效果较明显。它的主要技术特点有以下三点：由于姬塬油田不同区域注入水与长8地层水化①采用压裂车施工，施工排量高，有利于酸液进入地学特征有较大差异，配伍性实验按不同区域、成垢离层深部，实现深部酸化；②压开地层后，酸液对裂缝子高低情况进行。配伍性实验结果如表4所示，姬有溶蚀作用，停泵后裂缝不会完全闭合，增大了层内塬西北区域注水BaSO垢量432~2400mg／I。姬泄流面；③施工液体采用活性水，粘度小，与常规压塬南(罗1区域)注水地层BaS()垢量408～2000裂相比，缝长可得到有效控制。mg／i，姬塬东南注水地层BaSO垢量405～16002．3优化注水管网及末端增压mg／L，整个长8区域CaCO。垢量在15～41mg／L部分注水井本身投注时启动压力就高，而又处范围内。于注水管网的末端，注水井井口的压力和系统注水压力相差比较大，由于注水管线的压力损耗比较大，2长8油藏增注工艺效果分析导致注水井井口压力偏低。将姬四注末端的阀组调2．1酸化增注整到姬十九转，姬十五转末端的阀组调整到姬十七酸化增注由于技术成熟、成本较低和措施成功转，末端阀组分压平均增加了4．0MPa，使得17口率高而成为欠注井最常用的改造措施]。注水井注水井达到配注要求，平均单井日增注13．9m。。在一段时间后油套压上升，达不到地质配注的要求。在姬四注、姬六注系统末端增建2座注水增压橇，使如果是由于地层和近井地带堵塞导致注水压力升系统末端注水压力提高4．0MPa，11口井注水达到 任志鹏等．长庆油田姬塬长8油藏增注工艺技术研究配注要求，平均单井日增注1O．2ill。。年9月份，共计实施45口井，有效40口，措施后平通过欠注原因分析、工艺优选和现场试验，长8均油压下降2．7MPa，平均套压下降2．9MPa，平均油层增注工艺取得突破性进展(表5)。截止2011单井日增注17m。。表5姬塬油田长8欠注水井措施效果情况措施实施有效措施前目前日增注累增注井次井次油压／MPa套j~,／MPa配注／m3实注／m。油]K,_／MPa套压／MPa配注／m。实注／m3水量／m。水量／m0酸化262418．518．221415．2酸压l31l18．4l7．9191l6．8压裂2213．813．3281812．7爆燃压裂2117．Ol6．9230l8．6压裂清防18．818．818O1l_4垢剂技术平均损耗大。进一步优化注水管网，或者末端增加注水3结论与建议撬，可以改善增注效果。(1)姬塬长8储层致密、非均质性强、喉道半径(6)实践证明，通过酸化、酸压及爆燃压裂储层细小，是造成注水压力普遍偏高的主要原因。应加改造技术和清防垢增注工艺技术，可以有效地解决大储层的改造力度，控制压裂规模，以压开近井地姬塬长8油藏注水问题。带、沟通地层裂缝，扩大渗流面积。参考文献(2)姬塬油田长8储层敏●感性●●伤害●以弱伤害程Mr7456度为主，但是少量样品有中等偏弱伤害，个别样品有[1]孙伟．姬塬一华庆地区长8油层组砂岩中自生矿物特中等偏强以上伤害。由于长8储层非均质性较强，征及对储层物性的影响[D]．成都：成都理工大学硕士孔喉细微，因此，不可忽视各种伤害因素的叠加。特论文，2010．E23王若谷，李文厚，廖友运．鄂尔多斯盆地胡尖山地区长别是对注水压力快速升高的注水区域和常规酸化无9一长8油层组物源及沉积体系分析[J]．西安石油大效的区域毖”3坞学学报(自然科学版)，2OlO，25(5)：10—15．(3)注水系统的暴氧，使得系统腐蚀严重。水中E33王文霞，李治平．长8油藏超前注水压力保持水平研究铁离子含量升高、水中细菌滋生，导8致3了水质沿流程EJ3．中外能源，2011，(16)：48～52．变差。在日常生产管理中要严格执行密闭、过滤的[4]张宇馄，汪伟英，周江江．注水压力对低渗透储层渗流注水工艺，建立健全杀菌剂、防垢剂加药工艺流程，特征的影响[J]．岩性油气藏，2010，22(2)：120—122．严格执行加药制度，保持系统水质处于稳定达标状[5]李大建，牛彩云，何淼，等．分层采油工艺技术在长庆油态。田的适应性分析[J]．石油地质与工程，2011，25(6)：124—127．(4)长8地层普遍存在严重的结垢现象，也是造[6]李伟才，崔连训，赵蕊，等．水动力改变液流方向技术在成注水开发后注水压力持续升高的主要原因。清防低渗透油田中的应用一以新疆宝浪油田保北区块为例垢挤注解堵工艺可降低注水压力，尤其对BaSO垢[J]．石油与天然气地质，2o12，33(5)：796—801．的防治特别有效。压裂、酸化后挤注防垢剂段塞保护地层，可延长增注措施的有效期。编辑：刘洪树(5)个别欠注水井处于管网末端，注水管路压力